Durante décadas, buena parte del mapa mundial del petróleo podía explicarse mirando hacia Oriente Medio. Hoy conviene ampliar el plano.
La reducción del tráfico por el estrecho de Hormuz está obligando a compradores, refinerías y grandes comercializadoras a buscar barriles que no tengan que atravesar el punto más sensible del Golfo. Este miércoles apenas tres buques comerciales cruzaron el estrecho, frente a 12 el día anterior y una media cercana a 17 durante los diez días anteriores, según datos preliminares de seguimiento marítimo de Kpler citados por Reuters. La cifra tiene una limitación importante: no incluye necesariamente los barcos que navegan con sus sistemas de identificación desconectados.
El resultado no es un reemplazo de Oriente Medio. Es una diversificación acelerada. Y en ese proceso, el continente americano llega a este momento en una posición muy diferente a la que tenía hace una década.
Estados Unidos: producción en máximos
Estados Unidos parte con una ventaja difícil de ignorar. La Administración de Información Energética estadounidense estima que la producción de crudo alcanzará una media récord de 13,8 millones de barriles diarios en 2026, ligeramente por encima de los 13,7 millones de 2025.
Durante el primer semestre del año ya promedió 13,7 millones diarios, unos 300.000 barriles más que durante el mismo periodo de 2025. Buena parte del crecimiento procede del Permian, en Texas y Nuevo México, cuya producción media se proyecta en 6,8 millones de barriles diarios este año.
Eso no convierte a Estados Unidos en un sustituto inmediato del Golfo. Pero sí significa que una parte importante de la oferta mundial está disponible desde una región que no necesita Hormuz para llegar al Atlántico.
Canadá: menos visible, pero difícil de ignorar
Canadá ocupa una posición diferente. Su petróleo está profundamente integrado con el mercado estadounidense y sus arenas bituminosas proporcionan una oferta relativamente estable.
En el contexto actual, lo importante no es solamente cuánto produce Canadá, sino por dónde puede mover ese petróleo. Estimaciones de Rystad Energy citadas por Reuters apuntan a que Estados Unidos, Canadá y Guyana aumentarán conjuntamente su producción en unos 1,4 millones de barriles diarios durante 2026. Es una cantidad considerable, aunque insuficiente para compensar por sí sola una interrupción prolongada de los grandes productores de Oriente Medio.
Brasil ya juega en otra categoría
Brasil es probablemente uno de los casos más interesantes. La expansión de los grandes campos offshore ha elevado sustancialmente su capacidad. La IEA sitúa al país camino de producir alrededor de 4,3 millones de barriles diarios en 2026, unos 480.000 más que el año anterior. Reuters, utilizando datos de Kpler, calcula además que Brasil exporta alrededor de 2,5 millones de barriles diarios este año.
Y el mercado ya está buscando esos barriles. Esta semana, la polaca Orlen salió a comprar cargamentos adicionales después de las interrupciones de suministro saudí. Entre sus nuevas licitaciones aparecen específicamente crudos de Brasil o Guyana. Es un ejemplo concreto de algo mayor: cuando una ruta se vuelve incierta, los compradores empiezan a valorar otras geografías.
Brasil muestra también por qué ser productor de petróleo no significa estar aislado de un shock energético. El país produce la mayor parte del diésel que consume, pero todavía importa aproximadamente una cuarta parte de su demanda. Con los precios internacionales del diésel elevados, la diferencia entre el precio de importación y el precio doméstico de Petrobras alcanzó esta semana niveles récord. Las refinerías brasileñas están además operando cerca de su capacidad.
Brasil puede beneficiarse como exportador de crudo y, al mismo tiempo, sufrir presión como consumidor de combustibles refinados. No hay contradicción. Así funciona una cadena energética mucho más compleja que el precio de un barril.
Guyana: pequeña en el mapa, cada vez menos pequeña en el mercado
Hace pocos años Guyana apenas aparecía en las conversaciones sobre seguridad energética mundial. Eso ha cambiado rápidamente.
La EIA calcula que su producción pasó de niveles muy reducidos en 2020 a unos 750.000 barriles diarios de media en 2025. A finales de ese año ya había superado los 900.000 diarios en algunos meses y la expansión de nuevos proyectos continúa. La agencia proyectaba un crecimiento adicional medio de aproximadamente 140.000 barriles diarios durante 2026.
Lo significativo no es solamente el volumen. Guyana ha empezado a enviar más petróleo hacia Asia, precisamente el mercado históricamente más dependiente del Golfo.
Argentina: Vaca Muerta empieza a pesar fuera de Argentina
Argentina todavía está lejos de los volúmenes estadounidenses o brasileños, pero la dirección es clara. La EIA proyectaba una producción media de crudo cercana a 810.000 barriles diarios en 2026, frente a unos 670.000 en 2024. El motor es Vaca Muerta, que ya representaba aproximadamente el 62% de la producción argentina durante los primeros diez meses de 2025.
En una situación normal, esos barriles adicionales son crecimiento de producción. Cuando las rutas marítimas vuelven a ser una variable central, adquieren además valor estratégico.
El cambio ya aparece en las rutas comerciales
Según Kpler, citado por Reuters, las exportaciones de crudo desde las Américas alcanzaron una media récord de 11,7 millones de barriles diarios en lo que va de 2026, frente a 10,3 millones en 2025. El continente representa ahora aproximadamente el 30% de las exportaciones marítimas mundiales de crudo, frente al 23% del año pasado.
Pero existe un precio por esa seguridad. Transportar petróleo desde Brasil hasta Japón puede requerir hasta unos 60 días, aproximadamente tres veces el tiempo de viaje desde el Golfo. Las distancias mayores ocupan los petroleros durante más tiempo y elevan los costes de transporte.
Por eso el nuevo mapa no elimina al antiguo. Lo complementa.
Hormuz sigue siendo demasiado grande para sustituirlo
Sería un error concluir que Estados Unidos, Canadá, Brasil, Guyana o Argentina pueden ocupar simplemente el espacio dejado por Oriente Medio. La escala del Golfo, la infraestructura existente y la proximidad a los grandes compradores asiáticos siguen siendo difíciles de replicar.
La respuesta del mercado hasta ahora combina inventarios, rutas alternativas y mayor producción en las Américas. Esos mecanismos amortiguan el golpe, pero no convierten una interrupción prolongada de Hormuz en un problema resuelto.
Una ventaja que no estaba en el precio del barril
El momento actual está introduciendo una variable que durante años permaneció en segundo plano. No importa únicamente cuánto cuesta producir un barril. Importa también desde dónde sale, qué ruta necesita y cuántos puntos vulnerables debe atravesar antes de llegar a una refinería.
Estados Unidos, Canadá, Brasil, Guyana y Argentina no están reemplazando a Oriente Medio. Tampoco todos se benefician de la misma manera. Pero poseen algo que el mercado energético está valorando más que hace unos meses: producción creciente situada lejos del estrecho de Hormuz.
Mientras esa ruta siga condicionando el comercio del Golfo, la distancia dejará de ser solamente una cuestión geográfica. Será también una variable económica.
Contenido informativo y educativo. No constituye asesoramiento financiero ni una recomendación de inversión.